Les systèmes de stockage d'électricité visent à apporter une capacité de production à faibles émissions en soutien des renouvelables intermittentes. Ils doivent réguler les réseaux électriques et sécuriser leur alimentation.
Ce dossier a été publié dans la revue Environnement & Technique n°341Les différents systèmes de stockage d'électricité (encore au stade de démonstrateurs et projets) visent à apporter une capacité de production à faibles émissions en soutien des énergies renouvelables intermittentes (éolien, solaire). Ils visent à répondre à la régulation des réseaux électriques (lissage des pointes de consommation, récupération de l'excédent d'énergie ), à la sécurisation de l'alimentation des réseaux (répondre aux besoins de zones isolées…). Ces nouvelles technologies visent aussi à contribuer au déploiement des bâtiments et îlots intelligents ou à énergie positive ou encore à l'autonomie des batteries de véhicules électriques.
"A ce jour, le stockage direct de l'énergie électrique n'étant pas possible, l'électricité est convertie en énergie potentielle qui est stockée puis récupérée et retransformée pour être utilisable", explique l'IFP Energies nouvelles (Ifpen). Les solutions de stockage d'électricité se divisent en deux principales catégories : mécanique (barrage hydroélectrique), station de transfert d'énergie par pompage (STEP), STEP en façade maritime, stockage d'énergie par air comprimé (CAES) et cinétique (volants d'inertie). Figure également le stockage électrochimique (piles, batteries, condensateurs, vecteur hydrogène).
Station de transfert d'énergie par pompage (Step) - stockage mécanique
Lorsque la demande d'électricité est faible (la nuit), le surplus d'énergie disponible est utilisé pour actionner une pompe qui transfère de l'eau du bassin inférieur vers le bassin supérieur. Lorsque la demande d'électricité est forte (en journée), cette énergie peut être restituée grâce à la force gravitationnelle d'un lâcher d'eau comme dans une centrale hydroélectrique classique. La taille importante des installations permet de stocker d'importantes quantités d'énergie, jusqu'à plusieurs jours de production. Le rendement peut dépasser les 80%. La STEP est une technologie mature mais des recherches sont toujours nécessaires pour optimiser les infrastructures. EDF travaille par exemple à transformer la STEP à vitesse fixe du Cheylas (38) en STEP à vitesse variable (projet eStorage) afin d'avoir une capacité de stockage supplémentaire de 70MW sur une nuit.
Systèmes de stockage d'air comprimé (CAES) - stockage mécanique
Dans les systèmes de stockage d'air comprimé ou CAES, l'électricité alimente un compresseur d'air. Cet air est stocké dans des cavernes souterraines. "L'air circule ensuite des cavernes vers une turbine pour produire de nouveau de l'électricité", explique le Commissariat à l'énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA). Le rendement est de l'ordre de 50% : il est réduit à cause de la dissipation de la chaleur du gaz comprimé. Il existe une variante avec les technologies CAES adiabatiques avancés (Advanced Adiabatic Compressed Air Energy Storage) qui permettent de conserver et de réutiliser l'énergie thermique provenant des réactions de compression et de détente du gaz. Elles ont "un potentiel économique réel", estime la Direction générale de l'Energie et du Climat (DGEC). Leur rendement pourrait dépasser les 70%. En France, le projet Search travaille sur cette technique.
Les batteries - stockage électrochimique
Le mode de stockage électrochimique concerne les batteries, piles et accumulateurs. Rechargeables, les batteries tirent parti de réactions électrochimiques entre deux électrodes. Les composants chimiques peuvent être différents d'une technologie à une autre, créant ainsi une grande variété de batteries. Plus de 190 systèmes de batteries sodium-soufre (NaS) sont installés au Japon, dont le plus performant affiche une puissance de 34 MW. Développée par EDF et la société japonaise NGK, une batterie expérimentale de 1 MW de puissance a été construite fin 2009 à La Réunion pour soutenir le réseau électrique de l'île en période de pointe. La R&D s'intensifie également sur les batteries Lithium-ion. Plusieurs expérimentations sont en cours en France (projets Venteea, NiceGrid…). EDF, Saft et Alstom développent également un stockage par batterie au lithium-ion à l'échelle du mégawatt. Il devrait être testé d'ici fin 2014.
Le vecteur hydrogène
L'électricité va permettre de produire, via un électrolyseur, de l'hydrogène. Le gaz est ensuite stocké soit sous forme liquide, solide ou gazeuse avant d'être à nouveau transformé en électricité dans une pile à combustible. Plusieurs projets portent sur des systèmes de stockage d'hydrogène de grande capacité entre sources d'énergies intermittentes et réseaux électriques. A l'instar de la plateforme Myrte installée en Corse depuis janvier 2012 qui associe une centrale photovoltaïque (560 kW) reliée à un électrolyseur. Des recherches sont également en cours sur le stockage par sorption dans des solides. A l'instar du projet européen Ingrid piloté par McPhy Energy spécialiste français du stockage de l'hydrogène solide, lancé en juillet 2012. Dans ce projet prévu dans la région des Pouilles en Italie, l'hydrogène sera stocké sous forme d'un alliage d'hydrure de magnésium solide.
Le volant d'inertie - stockage cinétique
L'électricité est convertie en énergie cinétique en faisant tourner à grande vitesse un disque très lourd. Cette énergie est ensuite récupérée sous forme d'électricité grâce à un alternateur (principe de la dynamo). Le rendement est supérieur à 80%, mais le stockage est limité dans le temps.
Dans le cadre des Investissements d'avenir, l'Ademe soutient le projet Flyprod lancé en juillet 2013, porté par Levisys, qui vise à optimiser, d'ici 2017, la conception des volants d'inertie pour atteindre une puissance augmentée à 40 kW .
Rachida Boughriet
Copyright photos : © Corinne Beurtey/CEA
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Le meilleur moyen de stocker une énergie aussi volatile que l'électricité, ça reste l'argent.
Il suffirait d'un trait de plume pour autoriser les compteurs à tourner effectivement à l'envers, ce dont ils sont tout à fait capable et sans perte.
EDF a une opinion sur le sujet, à part de tout bloquer comme d'habitude ?
Dommage que la technologie de méthanation par procédé de Sabatier ne soit pas abordée dans cet article. Ce procédé fait partie intégrante du scénario négaWatt 2050 et a fait l'objet d'un article au moins dans Actu-Environnement :
http://www.actu-environnement.com/ae/news/avis-expert-jeanfrancois-papot-enr-methanation-intermitence-15627.php4
Autre article intéressant sur le site de Mines ParisTech :
http://eleves-ose.cma.mines-paristech.fr/2013/commentaires_news.php?id=83
Pour rappel, l'idée est de créer du méthane de synthèse à partir de CO2 (qui peut provenir de la séquestration de la combustion de biomasse, double utilité !) et de H2. Le méthane est plus dense énergétiquement et plus facilement stockable que le H2.
Mon humble avis est que la place de cette technologie devrait se situer juste après les STEP.
Seule les STEP sont matures, mais malgré le fait qu'on a équipé à peu près tous les sites envisageables, elles n'ont que peu de capacité : avec 5 TWh environ par an, elles ne peuvent que permettre de passer les pointe, soit quelques heures d'hiver par an.
Pour être un secours des énergies dites "renouvelables" mais surtout intermittentes, soit éolien et solaire essentiellement, il faudrait être capables de produire pendant des périodes se mesurant en semaines, soit 50 à 100 fois plus qu'aujourd'hui. C'est rigoureusement impossible.
Conclusion : les EnR intermittentes ne sont pas une solution. Il n'en reste qu'une : le nucléaire. Il est incontournable. De plus, il n'émet pas de GES et il délivre un kWh à prix imbattable (2 à 10 fois moins cher que les EnR).
une autre forme de stockage de l'énergie, mieux que le volant à inertie, pourrait se faire suivant le même principe que les poids remontés dans les anciennes horloges ? rendement maximum assuré!:
jeanmaco | 19 novembre 2014 à 20h47une 'autre technologie mature est la voies thermique avec stockage des calories dans des réservoirs isothermes mais la France n"en veut pas au contraire de l Espagne et des Etats-Unis surtout que les turbines à cogéneration on beaucoup progressée
jeanfol83 | 22 novembre 2014 à 06h50@Camille
Le stockage d'une énergie (par ex issue de l'éolien) sous forme de méthane consiste à créer de l'hydrogène H2 par électrolyse de l'eau, puis y ajouter du gaz carbonique CO2 (procédé de Sabatier) pour faire du méthane CH4, du gaz naturel si vous préférez. Mais il y a des inconvénients rédhibitoires, à ce qui n'est actuellement qu'un dispositif de laboratoire :
- pour la méthanation, le coût des catalyseurs au palladium et le rendement de l’opération, très dissuasif
- pour l'électrolyse, le rendement de l'opération (50%)
Au final, le coût du gaz serait prohibitif, c'est pourquoi ce procédé reste théorique et le restera car les écueils ne sont pas surmontables (sauf à accepter de payer à prix d'or le gaz obtenu... qui dégagera du CO2 en brûlant : pas très écologique !)
@jeanmaco
là aussi, c'est théoriquement possible, et économiquement (industriellement si vous préférez) inintéressant. Faites pour cela un calcul de potache, en imaginant même un poids d'une tonne remonté à 10 m. Vous pourrez au mieux en tirer ... 0,02 kWh ! et encore en négligeant les frottements !
C'est toute la différence entre un principe technologique (tout à fait valable pour une horloge) et une application industrielle (tout à fait fantaisiste pour stocker l'énergie d'une centrale de production, qu'elle soit nucléaire ou éolienne ou fossile).
@alain38 : " les EnR intermittentes ne sont pas une solution. Il n'en reste qu'une : le nucléaire. Il est incontournable. De plus, il n'émet pas de GES et il délivre un kWh à prix imbattable (2 à 10 fois moins cher que les EnR). "
Il va falloir que vous relisiez le scénario negawatt.
Ok pour le CO2 (ce serait pas mal de produire les modules PV en France avec le nucléaire) mais l'éolien n'est pas très loin.
Sur le nucléaire, faut-il rappeler les impasses liées à disponibilité des ressources en uranium, la question épineuse de la gestion des déchets, du démantèlement et de la sécurité ?
En termes de coûts de production, l'éolien est autour de 60 € / MWh et le nucléaire va monter bientôt à ....60 € / MWh. Les chiffres sont têtus ....
Pour aller plus loin dans l'analyse : http://www.rac-f.org/IMG/pdf/climat_illusion_nucleaire.pdf
@alain38 : "[...] gaz obtenu.... qui dégagera du CO2 en brûlant : pas très écologique !" Attention erreur : si ce CO2 est issu de la combustion d'un gaz de synthèse fabriqué (qui plus est en utilisant du CO2 séquestré), c'est totalement neutre en CO2, tout comme pour la biomasse ! Ne pas confondre avec la combustion de gaz fossile.
La remarque sur le catalyseur est intéressante mais pour ce qui est du stade "laboratoire", il y a quand même un projet de 6,3 MW qui s'est fait en Allemagne. C'est pas énorme mais ça tient pas sur une paillasse non plus (pour les non avertis ça fait trois grosses éoliennes d'aujourd'hui) !
Pour ce qui est du prix, celui-ci était de 25 c€/kWh pour le démonstrateur de 6 MW. C'est pour l'instant 5 fois plus cher que le gaz actuel qu'on importe des belles démocraties de l'est, mais c'est dans les premières années de vie d'une technologie que la réduction des coûts est la plus forte. Les porteurs du projet annoncent un prix de 8 c€/kWh en 2018. En misant sur une augmentation des prix du gaz du fait de la raréfaction, ça devient compétitif.
Et puis il faut qu'on accepte de payer l'énergie plus cher c'est nécessaire !
Retrouvez le dossier "Stockage d'électricité : un développement sous contraintes"
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